电力系统倒闸实务操作

1、电力系统倒闸操作一、基本概念 倒闸操作是指电气设备或电力系统由一种状态变换到另一种运行状态，由一 种运行方式转变为另一种运行方式的一系列有序的操作。系统的设备一般分为运行、热备用、冷备用、检修四种状态。这些设备运行 状态的改变 , 现场运行人员需在系统调度值班员的统一指挥下 , 按照调度值班员 发布的调度指令通过操作变更电网设备状态的行为而完成。调度员是电力系统进行倒闸操作的指令发布人，发电厂、变电站运行人员是 倒闸操作的具体实施人， 两者共同完成电力系统倒闸操作任务。 发电厂、 变电站 运行人员考虑的是点，调度员考虑的是面。二、调度员指挥操作的主要内容1、发电厂有功、无功出力的增减，频率、电

2、压的调整（包括调整装置的整 定、调整方式的改变、 发动机的发电与调相方式的相互转变、 调压设备的电压和 容量的变化等）；2、系统与系统间、发电厂与系统间的并列与解列；3、输电线路和变压器的停送电；4、网络的合环与解环；5、母线接线方式的改变；6、中性点接地方式的改变和消弧线圈补偿度的调整；7、继电保护和自动装置使用状态的改变；8、线路检修开工前，线路各侧所有电源端接地线的连接及竣工后的拆除。三、倒闸操作的基本要求1、完成操作任务，保证运行接线的正确合理；2、要保证用户、特别是重要用户和发电厂厂用电的供电可靠性；3、要保证系统有功、无功功率的平衡，并使全系统和系统各部分都具有一 定的备用容量；4

3、、充分估计系统频率、电压和功率潮流在操作每一步骤中和操作后的变化 程度，并应在操作前通知现场注意监视和调整；5、保持继电保护和自动装置的配合协调和使用的合理，并应特别注意掌握 继电保护的最大允许潮流数值；6、中性点直接接地点的合理分布和消弧线圈的合理使用；7、长距离输电线路的稳定性；8、线路相位的正确性，特别是由于检修，扩建改造或新设备投入有可能造 成相位混乱时，要进行相位的测定；9、根据改变后的运行方式，重新确定事故处理办法，特别是对那些由于为 尽快消除事故而不须与调度联系、现场可以自行采取措施的规定。四、电力系统倒闸操作原则(1) 要按规程规定的调度指挥关系 , 在调度值班员的指挥下进行。

4、(2) 值班调度员操作前要充分考虑电网接线的正确性 , 并应特别注意对重要 用户供电的可靠性的影响。(3) 值班调度员操作前要对电网的有功和无功加以平衡, 保证操作后系统的稳定性 , 并考虑备用容量的分布。(4) 值班调度员操作时注意系统变更后引起潮流、 电压的变化 , 并及时通知有 关现场。(5) 继电保护及自动装置应配合协调。(6) 由于检修、扩建有可能造成相位或相序紊乱的 , 送电前要注意进行核相。 环状网络变压器的操作 ,可能引起电磁环网中接线角度发生变化时 , 应及时通知 有关单位。(7) 带电作业要按检修申请制度提前向所属调度提出申请 , 批准后方可作业 , 严禁约时停送。(8)

5、系统操作后 ,事故处理措施应重新考虑。事先做好事故预想 , 并与有关现 场联系好。系统变更后的解列点必要时应重新考虑。五、操作命令分类（1）单项命令 :是指调度员只对一个单位发布一项操作令 , 由下级调度或现场 运行人员完成后汇报。（2）综合命令 :是指一个操作任务只涉及一个单位的操作 , 调度员只发给操作 任务, 由现场运行人员自行操作 , 在得到调度员允许之后即可开始执行 ,完毕后再 向调度员汇报。在实际操作中， 凡不需要其他单位直接配合的都应采取综合命令方式。 只有 一个项目操作完毕，必须有其他单位操作之后该单位才能再进行下一项目操作 的，方采取单项命令方式， 一个较为复杂的操作， 常常

6、是综合命令方式兼单项命 令方式。（3）逐项命令 :是指调度员逐项下达操作命令 , 受令单位按指令的顺序逐项执 行。这一般涉及两个及两个以上单位的操作 , 调度员必须事先按操作原则编写好 操作票, 操作时由调度员逐项下达操作指令 ,现场按指令逐项操作完后汇报调度。 例如线路的停送电等。六、电力系统运行操作制度1、操作前应对要改变运行状态的检修单做到“五查” : 查内容 ;查时间; 查单 位;查停电范围;查检修运行方式 （如接线、保护、潮流分布等） 。检修虽经运行方 有关人员审核、批准 , 但为了保证操作的正确性 , 调度员应把好操作前的最后一 关。2、对于操作命令票 , 调度员在操作前要写好操作

7、票 ,填写时要做到“四对照”: 对照现场 ;对照检修工作票 ; 对照实际电网运行方式 ; 对照典型操作票。操作票填 写要严密而明确 ,文字清楚 , 术语标准化、规范化。不得修改、倒项、添项。设备 必需用双重名称 （ 名称和编号 ）, 严禁无票下令或是下达命令后再填写操作票。调度员在填写操作票前要考虑以下问题 :（1）对电网的接线方式、 有功出力、无功出力、 潮流分布、电压、电网稳定、 通信及调度自动化等方面的影响。（2）对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时 , 应预先通知有关单 位。（3）继电保护、自动装置是否配合 , 是否需要改变。（4）变压器中性点接地方式是否符合规定。（5）线路停

8、送电操作要注意线路上是否“ T”接负荷。（ 6）并列操作要注意防止非同期。3、对于一个完整的操作 , 要由一个调度员统一指挥 , 操作过程中必需严格贯彻 执行复颂、录音记录和监护制度。 调度员指挥操作时 , 除采用专用的调度术语外 , 还应严格执行复颂制度 , 即调度员发布执行操作的指令或现场运行人员汇报执行 操作的结果时 , 双方均应重复一遍 , 严格执行复颂制度可以及时纠正由于听错而 造成的误操作。 调度员在操作时应彼此通报单位、 姓名, 逐项记录, 发令时间及操 作完成时间。 在指挥操作过程中必须录音。 录音的目的在于操作过程的真实对话 情况, 提高工作的严肃性 , 而且还可以在录音中检

9、查调度员的工作质量和纪律性。 当发现问题时 , 便于正确判断、吸取教训。操作过程中有另一名有监护权的调度员负责监护。当下达命令不正确或混乱 时,监护人应及时提出纠正。操作完成后 , 监护人还应审查操作票 , 避免有遗漏或 不妥的地方。按操作票执行的操作必须逐项进行 , 不允许跳项、漏项、并项、添 项操作,操作过程中不准不按票而凭经验或记忆进行操作。 遇有临时变更 ,应经值 班长同意 , 修改操作票后方可继续进行操作。操作时应利用调度自动化系统 ,检查开关位置及潮流变化、电压的变化 , 检查 操作的正确性 , 并及时变更调度模拟盘 , 以符合实际情况。4、对操作中的保护与自动化装置 ,不应只考虑

10、时间短而忽视配合问题 , 凡因运 行方式变更 , 需要变更的保护及自动化装置 ,都要及时变更。5、系统操作后 ,应重新考虑事故处理措施 , 事先做好事故预想。6、电网的一切倒闸操作应避免在雷雨、 大风等恶劣天气、 交接班或负荷高峰 期进行 ,（ 必须送电的线路送电操作和事故处理除外 ）, 一般操作均应尽量在负荷 较小时进行 , 若在交接班时遇到必须进行的操作 , 则只有当全部操作完毕后或告 一段落后 , 方可交班。这样是因为调度员在交接班或系统高峰负荷时工作相对紧 张,此时指挥操作很容易考虑不周到。 若在高峰时出现事故 , 对系统的影响和对用 户造成的损失都是较严重的。电力系统的操作必须严格遵

11、守有关的规程、规章制度 ,做到精心调度 , 认真操 作。确保电网安全、 优质、经济运行的同时使电网的设备在状态的改变过程中也同样是安全、正确的。做到电网设备运行和电网设备检修两不误。7、值班调度员在下达操作命令时，必须冠以“命令”二字。8、下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录。(1) 拉合开关的单一操作；( 2) 投入或退出一套保护、自动装置；(3) 投退AGC功能或变更区域控制模式；( 4) 更改电网稳定措施；( 5) 发电机组启停；( 6) 计划曲线更改及功率调整；( 7) 紧急事故处理。七、电力系统倒闸操作关键点掌控1、系统并、解列操作( 1)系统并列必须符合并列条件1) 相

12、序、相位相同。2) 频率基本相等，两系统的频率差不得大于 0.3Hz，且频率均在49.8Hz至50.20Hz的范围内。3) 电压相等，允许最大偏差：110kV及220kV电压等级为15%( 2)两系统并列应使用同期并列装置。( 3)常用的并列方法1) 自动准同期并列：其条件是并列开关两侧电压大小相等，并列开关两侧 电源频率相等， 并列开关两侧电源相角相等。 该同期并列方法对两电源要求精度 高，但对小系统和发电机冲击小。2) 自动同期并列：对发电机并入系统在相序正确的条件下，起初未加励磁 的发电机， 当转速接近同步转速时合上发电机开关， 将发电机投入系统， 再加励 磁，在原动机转矩， 异步转矩，

13、 同步转矩的作用下， 拖入同步，该方法操作简单， 并列迅速，便于自动化，但是合闸时产生较大的冲击电流和转矩。( 4)电网设置解列点的原则： 解列后各电网应各自满足同步运行与供需 (包 括有功和无功)基本平衡的要求，且解列点的开关不易过多。( 5)系统解列时，解列前须将解列点有功、无功潮流调到零或调到最小。容量较小的系统与大系统解列，如果不能将解列处有功功率调整到零则可使小系统 向大系统送出少量有功功率进行解列， 解列后小系统频率略有升高，可迅速调整 下来。注意：在解列点不应长时间处于两侧带有不同电源的并用状态，特别是热备用状态。2、解、合环路操作（1）经核相正确后方允许合环。（2）解、合环路前

14、，必须考虑到环路内所有开关设备的继电保护和安全自动 装置的使用情况；必须考虑到潮流变化是否会引起设备过负荷运行、过负荷掉闸、 过电压以及系统稳定破坏等问题。（3） 合环前先调整两侧电压使其差值最小，最大允许电压差为20%特殊情 况下，环网并列最大电压差不应超过 30%（4）解环路后，若两侧的变电站改为单侧供电，则送电侧开关按单带负荷处 理。当恢复原运行方式时，合环操作前必须撤消该命令，同时，继电保护和安全 自动装置也作相应的改动。（5）正常方式下禁止电磁环网运行，倒方式时允许短时环网。（6）必须用刀闸解合环路时，应事先经过计算和试验，并经公司主管副总经 理或总工程师批准。3、线路操作（1）一般

15、规定：1） 110千伏线路停电操作顺序：应先拉受电端开关，后拉送电端开关，恢 复送电顺序相反。2）220千伏联络线路停电操作，一般应先拉送电端开关，后拉受电端开关， 恢复送电顺序相反；但在无过电压的情况下，为防止误操作，终端线停电操作时， 可先拉受电端开关，后拉送电端开关，恢复送电顺序相反。3）500千伏线路停电操作一般应先拉开装有高压电抗器的一端开关，再拉 开另一端开关。在无高抗时，则根据线路充电功率对系统的影响以及具有足够的 短路容量相应选择送电端来操作。恢复送电顺序相反。4）空载线路的投入或切除对系统电压变动影响较大者，值班调度员在操作 时要根据具体情况充分考虑，作必要调整。(2) 线路

16、停电的操作顺序是拉开开关负荷侧刀闸电源侧刀闸，送电操作 应按与上述相反的顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。(3) 当线路各侧的刀闸断开后，才允许在线路上挂地线并挂(禁止合闸，线 路有人工作)标示牌。线路各侧均挂好地线后，才允许下达线路开工令。(4) 必须在所有接受开工令单位都已报完工、施工地线都已全部拆除和施工 人员都已退出现场后，才允许下令拆除线路各侧地线，恢复送电。(5) 防止电压产生过大波动，防止线路末端产生电压高于设备允许值以上， 以及切除空载线路时造成电压低于允许值；(6) 可能使线路相序发生紊乱的检修，在恢复送电前应进行核相工作；(7) 线路停、送电操作，应考虑对通信、远动、继电保护及

17、安全自动装置的 影响。(8) 防止发电机因空载线路投入时产生自励磁；(9) 3/2母线接线方式的线路操作时，在有线路侧刀闸的情况下，停电时拉 开本侧两个开关，再拉开线路侧刀闸，验电后合上线路侧接地刀闸，然后恢复串 内开关合环运行(合开关前投入短引线保护，退出线路保护) ；线路送电时，先 拉开线路侧接地刀闸，再拉开本侧两个开关，合上线路侧刀闸，投入线路保护，退出短引线保护，合上两个开关。(10) 线路停、送电操作，是否涉及系统解、并列或解、合环等问题。(11) 线路听送电操作要考虑线路有无 T接负荷，防止因考虑不周造成对用 户停电或带地线送电事故。(12) 新建、改建后的线路投入运行时应：1)

18、保护投入，重合闸退出。2) 新建线路全电压冲击三次；改建线路长度大于原线路50%的亦应冲击三 次；全程电缆线路投运不做冲击。3) 定、核相。4、变压器操作(1) 变压器的并列条件1) 接线组别相同。接线组别不一致将会造成短路。2) 电压比相等。允许相差土 5%否则将产生环流，这个环流不仅增加了变压 器的损耗， 占据变压器容量， 是变比小的变压器绕组中的电流增大， 影响变压器 出力，而且当变比相差很大时， 循环电流可能破坏变压器的正常工作， 造成变压 器过载运行，导致变压器过热，减少变压器的使用寿命。3）短路电压相等。允许相差 10%。并列运行的变压器负荷分配与变压器的 短路电压成反比， 短路电

19、压大的变压器可能造成欠载， 而短路电压小的变压器可 能满载或过载，从而影响变压器的出力和经济运行。当上述条件不符合时，必须经过计算，在任何一台变压器都不会过负荷时， 才允许并列运行。另外，还应考虑系统方式、负荷以及短路容量和继电保护方面是否允许。（ 2）变压器投入时，先将该变压器高压侧中性点临时接地 , 由高压侧充电， 中、低压侧并列； 停电时顺序相反。 继电保护调度运行规程或变电站现场运行规 程有规定者除外。（3）新投及大修更换全部线圈的变压器， 送电时应进行 5次冲击试验； 部分 更换线圈的冲击 3 次；合闸时，全部保护均应投入掉闸位置；在带有功负荷前， 退出差动保护，带负荷后立即进行向量

20、检查，正确后投入差动保护。（4）中性点带消弧线圈的变压器操作，应考虑到消弧线圈的变化。（5）当变压器中、低压侧运行，高压侧开关长期断开时，该变压器高压侧中 性点刀闸应合上。（ 6）空载变压器在运行时， 表现为励磁电感， 切除电感性负荷会引起操作过 电压。尤其是超高压长线路末端空载变压器的操作， 由于电容效应超高压长线路 末端电压会升高， 空载变压器运行时， 由于变压器铁心的严重饱和， 将感应出高 幅值的高次谐波电压， 威胁变压器的绝缘。 所以操作前要降低线路首端电压和投 入末端站内电抗器，尽量避免变压器电压过分升高以及短路电压过高的运行时 间。（ 7）变压器正常运行时空载电流一般为额定电流的

21、2-10%，由于变压器充电 的瞬间， 存在励磁涌流， 其值最大可达额定电流的 6-8 倍，虽然该电流对变压器 本身无大的危害， 但可造成较大的电压波动以及继电保护的误动作。 因此， 调度 员在进行变压器充电操作时，如高、低压侧均有电源时，为避免电压的波动，特 别是电压母线侧对电压波动反应敏感的负荷时， 一般采用离负荷较远的高压侧充 电，然后在低压侧并列的方法。（8）变压器停电操作时，如果是单台变压器，则要将所带负荷倒出，如果是 两台及以上变压器运行其中之一停电， 要在保证其它变压器不过负荷的情况下进 行操作。必须注意倒负荷时需要变压器并列或合环时， 是否符合并列、 合环条件。（ 9）内桥接线和

22、 3/2 接线的变电站停变压器时， 先将主变转检修， 然后恢复 母线或开关成串运行。（ 10）内桥接线及 3/2 开关接线的变电站变压器退出运行后，应将变压器保 护跳闸压板打开。（11）在变压器中性点直接接地系统内，变压器中性点接地数量和在电网中 的分布情况是综合变压器的绝缘安全， 降低短路电流以及继电保护可靠动作等要 求决定的， 但是为了防止在进行变压器的操作时， 由于非全相合闸或非全相分闸 产生过电压而威胁变压器绝缘， 同时防止在变压器操作时网内发生故障， 造成中 性点绝缘运行的情况， 在中性点接地运行的系统内， 进行中性点正常运行不接地 变压器的操作时， 无论停电或者送电， 均必须将变压

23、器中性点临时接地。 当两台 变压器倒换操作时， 其中性点接地刀闸应先合后断， 即两台变压器在倒闸操作过 程中同时接地， 其操作时间尽量缩短。 另外，如果需要使用不接地系统的开关进 行变压器充电时，应在充电前合上该变压器大电流接地系统的中性点接地刀闸。 当大电流接地系统的开关长时间处于断开位置时，其相应的中性点应接地。5、刀闸的操作（1）刀闸的作用 在高压电网中，刀闸的主要功能是：当开关断开电路后，由于刀闸的断开， 使有电部分与无电部分形成明显的断开点， 起辅助开关的作用。 虽然开关的外部 有“分”、“合”指示器，但不能绝对保证它的指示与触头的实际位置相一致，同 时也可以避免开关偷合接通电路，

24、所以用刀闸把有电与无电部分明显隔离是非常 必要的。此外， 刀闸具有一定的灭弧能力， 常用在电压互感器和避雷器等电流很 小的设备投入和断开上， 以及一个开关与几个设备的连接处， 使开关经过刀闸的 倒换更为灵活方便。（2）刀闸的操作要求 合入刀闸时，开始应缓慢，而后应迅速果断，但在合闸终了时不得有冲击，即使合入后造成接地或短路也不得再拉开；拉开刀闸时，应迅速果断（3）允许使用刀闸进行的操作1）拉、合无故障的电压互感器和避雷器；2）拉、合变压器中性点的接地刀闸，当中性点经消弧线圈接地时，只有在 系统没有接地故障时才可操作刀闸；3）拉合开关的旁路电流；4）拉合励磁电流不超过2A的空载变压器和电容电流不

25、超过 5A的空载线路， 但当电压为20kV及以上时，应使用户外垂直分合式的三联刀闸；5）用室外的三联刀闸拉、合电压10kV、电流15A以下的负荷电流；6）拉合电压在10kV及以下，电流小于70A的环路均衡电流；7）在既有开关又有刀闸的回路中，正常情况下必须使用开关来完成拉、合 电路的任务。（4）禁止用刀闸进行的操作刀闸没有灭弧装置， 当开断的电流超过允许值或拉、 合回路回路压差过大时， 操作中产生的电弧超过本身“自然灭弧能力” ，往往引起短路。因此，禁止进行 操作：1）当开关在合入时，用刀闸接通或断开负荷电路；2）系统发生接地时，用刀闸断开故障点的接地电流；3）拉、合规程允许操作范围以外的变压

26、器环路或系统环路；4）用刀闸将带负荷的电抗器短接或解除短接；5）在双母线中，当母联开关断开分段运行时，用母线刀闸将两母线系统并 列或解列，即用母线刀闸拉、合母线系统的环路。6、开关操作（1）开关可以拉合负荷电流、 变压器空载电流和切除额定遮断容量以内的故 障电流。（2）开关合闸送电前， 继电保护必须按照规定投入运行。 开关合闸后应检查 三相电流是否平衡，有功、无功、电流指示是否正常，指示是否正确。（3）带断口电容的开关切带电磁式电压互感器的空母线时，应先拉开PT刀闸，再拉开关切空母线，送电时相反。（4）开关遮断容量不够、 切断故障电流次数超过现场规定或者设备有明显故障 及其它严重问题时， 所属

27、发电厂、 变电站应向值班调度员申请退出重合闸， 必要 时采取措施防止开关分闸，或申请将开关退出运行。（5）对于 3/2 开关接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关， 后合中间开关； 停电时先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。（6）旁路开关代路操作 代路操作是指用专用旁路开关或母联兼旁路开关替代其它开关运行的一种操 作。一般被代路对象多为线路开关和变压器开关。 利用代路可避免或减少因开关 工作或异常处理造成的线路或变压器停电。1）在进行代路操作之前必须认真核对操作单位的母线接线和保护自动装置 的切换情况， 然后再确定操作方法和内容。 如果一次接线为非标准连接要注意母 线的操作。2）代路之前必须核对

28、旁路开关和旁路母线无工作，在热备用状态。3）在用旁路开关代出线开关运行的操作中，一般应先用旁路开关对旁路母 线冲击后，再使用线路旁路闸刀对旁路母线充电（或断电） ，用旁路开关进行合 环（或解环）。旁路开关对旁路母线冲击时一定要投线路保护。4）操作前，值班人员将旁路开关保护按所代开关保护定值调好投入，旁路 开关纵联保护和重合闸暂不投。5）双回线路或合环线路代路前先退出被代开关线路两侧的纵联保护和重合 闸。代路完成后经过通道测试正确后再将线路两侧的纵联保护和重合闸按规定投 入。6）进行旁路开关代开关一次部分的操作， 值班人员应确认旁路开关已带上被 代开关负荷后，再断开被代开关。7）旁路开关代变压器

29、受总开关时，先将变压器差动保护退出并改接套管CT端子投入后，再进行代路操作，防止旁路开关分流造成差动保护动作切除主变。 恢复时亦应先将变压器差动保护退出，送变压器受总开关，将旁代开关退出后， 再将变压器差动保护恢复到原状态。8）母联兼旁路开关代路前， 应注意母联开关的设备状态， 如果开关在母联状 态下运行， 应先将两条母线上的负荷倒一条母线运行， 在将母联改成旁路开关进 行代路操作。7、母线的操作母线操作是指母线的停电和送电， 以及母线上的设备在两条母线间的倒换等。 母线是设备的汇合场所，连接元件多，操作量大，操作前必须做好充分准备，操 作时要严格按次序进行。（ 1）备用或检修后的母线送电操作

30、， 应使用装有反应各种故障类型的速断保 护的开关进行。 如只用刀闸向母线送电时， 必须进行必要的检查， 确认设备良好， 绝缘良好。（ 2）装有母差保护的母线， 必须将母差保护做相应的切换后才能进行母线的 操作。（ 3）运行中的双母线，当将一组母线上的部分或全部开关倒至另一组母线时， 操作前应确保母联开关及其刀闸在合入位置， 停用母联开关的操作电源， 防止母 联开关在操作过程中跳闸， 造成用刀闸并、 解列主变事故。 同时应注意母线电压 互感器低压侧倒送电。（ 4）由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电， 相应的继电保护 及自动装置的电压回路需要转换由另一母线电压互感器供电时， 应注意防止

31、继电 保护及自动装置因失去电压而误动。 避免电压回路接触不良以及通过电压互感器 二次向不带电母线反充电， 以及引起的电压回路保险熔断， 造成继电保护误动的 情况出现。（ 5）带开口电容的开关停送带有电感式电压互感器的空母线时， 为避免开关 触头间的并联电容与电感式电压互感器感抗形成串联谐振， 母线停送电前应将电 压互感器刀闸拉开或在电压互感器的二次回路内并 （ 串）接适当电阻。（ 6）在旁路开关代出线开关操作时， 应先用旁路开关给母线充电， 拉开旁路 开关后，再合线路旁路刀闸，然后用旁路开关进行合环。（ 7）已发生故障的母线上开关需要倒换至正常母线上时， 刀闸先拉后合， 防 止造成正常运行母线

32、合于故障点而跳闸失电扩大停电范围。8）在操作母线刀闸过程中，母差保护必须在投入状态8、消弧线圈的操作（1）有关消弧线圈的一切操作 （包括分头调整 ） 均需得到值班调度员的指令或 许可后方能进行。（2）消弧线圈调整分头时， 应先将消弧线圈停用， 改完分头后再投入运行。（3）调整分头时的一般顺序是：1）在过补偿情况下，增加线路长度，应先改变分头然后投入线路；减少线 路长度，应先停线路，后改变分头。2）在欠补偿情况下，增加线路长度，应先投入线路然后改变分头；减少 线路长度，应先改变分头，后停线路。（4）正常情况下，确认网络不存在单相接地时，方可操作消弧线圈的刀闸， 接地时禁止操作消弧线圈。（5）不允

33、许将消弧线圈同时接于两台及以上变压器的中性点上。（6）断开消弧线圈与中性点连接的刀闸时，中性点位移电压应较小，一般 不应超过 5 千伏。否则，值班调度员应采取电网分割法降低位移电压后， 再进行 操作。（7）若接地运行超过消弧线圈规定的时间，且上层油温超过 90C 时，此 时消弧线圈必须退出运行，其方法有两种：一是将故障相进行临时的人工接地， 然后将消弧线圈退出运行。 二是用代有消弧线圈的变压器高压侧开关， 将变压器 和联接在变压器中性点上的消弧线圈一齐退出运行。（8）原运行中的变压器，带有消弧线圈运行，现在需要将原变压器停止运 行，备用变压器投入运行，其消弧线圈的操作，应遵守下列程序：1）投入

34、备用变压器，使其运行正常。2）将消弧线圈从原变压器中退出运行。3）将消弧线圈投入到新加入运行的变压器中性点上运行。4）原变压器退出运行。（9）输配电线路投入与退出，其消弧线圈的操作，应遵守下列程序进行：1）在过补偿运行方式下1 增加系统运行线路长度时（即投入线路），应在线路未投入前，先将消 弧线圈退出运行，待消弧线圈抽头调到需要的新位置上（由小调大），投入消弧 线圈，最后再投入待运行的线路。2 减少系统运行线路长度时（即退出线路），应先将需要退出的线路停止 运行，然后将消弧线圈退出运行， 待消弧线圈抽头调到需要的新位置上 （由大调 小），再投入消弧线圈。2）在欠补偿运行方式下1 增加系统运行线

35、路长度时（即投入线路），应先将需要投入的线路加入 运行，然后将消弧线圈退出运行， 待消弧线圈抽头调整到需要的新位置上 （由小 调大），再投入消弧线圈。2 减少系统运行线路长度时（即退出线路），应在所需停运的线路未停运 前，先将消弧线圈退出运行， 待消弧线圈抽头调到需要的新位置上 （由大调小） ， 投入消弧线圈，最后再退出所需停运的线路。（10）对于装有 10kV 消弧线圈的变电站，其 10kV 配电路线经刀闸、负荷 开关进行联络，若需要解、并环操作时，应先将消弧线圈退出运行，待解、并环 操作完毕后， 根据线路长短情况， 适当调整消弧线圈抽头， 然后再将消弧线圈投 入运行。（11）雷雨时，禁止操

36、作消弧线圈的刀闸。（12）合入消弧线圈刀闸后如果出现三相电压不平衡现象时，禁止进行拉开 消弧线圈刀闸的方法退出运行，此时应采取其它方法退出消弧线圈运行。9、继电保护与安全自动装置的操作（1）基本要求 继电保护及自动装置是保证电力系统安全、稳定运行和保护电力设备的重要 装置，保护装置使用不当或不能正确动作必将扩大停电范围或损坏设备， 甚至造 成整个电力系统崩溃、 瓦解。因此要保持继电保护及安全自动装置的正常运行及 整定值的正确配合。（2）继电保护及自动装置的操作 1）凡带有电压的运行设备，任何时候不得处于无保护状态运行。当必须停 用某设备的全部保护时， 则必须验算上一级保护对设备的后备保护灵敏度

37、应不低于 1.252）继电保护和自动装置的投入和停用，必须按调度命令执行。3）凡继电保护和自动装置定值的改变，必须按照调度有关人员发出的通知 单进行，如在特殊情况下需要立即改变其定值时， 可由继电保护专责人将改变定 值单交值班调度员口头通知执行。4）系统运行中出现特殊运行方式或超出继电保护整定范围时，值班调度员 应及时与保护专责人联系， 商定处理方法； 对有可能发生误动作的装置， 值班调 度员根据变电站值班员的汇报或申请，有权批准停用。5）凡有电压、电流或两个及以上电流等因素组成的保护装置和两相电流互 感器，三相式保护装置， 在新投入或二次回路有工作或变动， 以及一次设备有变 动后，必须进行利

38、用负载电流测定电流相位，并做差压（流）测定及动作方向试 验。6）凡在运行方式改变须变更保护定值时，保护定值由大改小，应在操作结 束后更改定值；保护定值由小改大，应首先改变定值然后再操作。7）单电源线路供电时受电侧保护一律停用。空载运行的线路，重合闸应停 用。新线路或线路检修后投入运行时，保护应全部投入，重合闸退出。8）给母线充电必须使用带充电保护的母联开关或带充电保护的受总开关对 母线充电， 充电时充电保护必须投入， 充电后在带负荷前将充电保护退出。 当母 联或带互投的进线开关在热备用状态，自投投入时充电保护应同时投入。9）变压器中性点在切换时应先将切换后需投入的保护投入，待中性点切换 完毕再

39、将先前的中性点保护退出。10）倒换方式时， 在合环操作前必须将线路两侧开关的保护投入， 解环后再 将受电端开关保护退出。11）在一次设备转冷备用或检修状态后， 若该设备保护装置有工作， 值班调 度员不另行下令操作， 值班人员在得到值班调度员许可后， 根据现场工作票的工 作要求退出相应的保护装置， 工作结束后， 值班人员应及时将保护装置恢复到调 度许可开工前的状态。12）在下列情况下，应退出线路重合闸： 试运行的线路送电时和试运行期间 断路器遮断容量可能小于被遮断短路故障电流时 断路器切断故障的跳闸次数超过规定次数而未检修时 线路带电作业要求退出时 重合于永久性故障会对系统稳定带来严重后果时 使

40、用单相重合闸的线路无全线路快速保护投入运行时 线路零起升压 水电机组和 30 万千瓦及以上汽轮机组经单元接线方式并网的线路 融冰回路 其他特殊规定13）发电机自动励磁调节装置、调速器、电力系统稳定器（PSS、失磁保护、 失步保护等以及自动装置和一次调频等参数整定， 应经相应调度机构许可， 其投 入或退出由有关调度机构批准。14）线路自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、强行励磁、电网稳定 器、低频解列、低频自启动、自动切机、调相改发电等安全自动装置，未经值班 调度员同意，不得退出。10、集控站操作 无人值班站是变电站运行管理的一种新模式。它要求变电站一、二次设备具 有较高的可靠性和自动化水平

41、。由于无人值班站在值班形式和监控形式上的变 化，使得在运行管理上有许多方面区别于有人值班站， 特别是在运行操作的联系、 汇报、配合上也有些特殊规定和要求。实现无人值班站是今后变电站发展的方向，变电站无人化也是必然的发展趋 势。同时，远动装置的可靠性不断提高，远动功能日趋完善。在这种情况下，利 用先进技术手段改变传统运行管理和运行操作方法是一个深层次的问题， 也是必 须考虑的。 另外，充分发挥现有远动装置的运行功能， 可以有效解决运行人员相 对减少的问题。无人值班站已成为变电站新的运行管理模式，远动装置的稳定、可靠，直接 关系着无人值班站的安全运行。 因此，远动装置应像变电站中的断路器、 隔离开

42、 关和变压器一样，是变电站的主设备之一，或称“三次设备” 。它的运行、维 护和操作都应当按照运行规程的规定进行， 它的技术标准和管理标准也应从运行 角度建立和完善，以适应无人值班站的发展要求。（1）无人值班变电站的运行特点1）监控中心负责对所属各无人值班站不间断的运行远方监视，负责对遥测， 遥信和异常现象的分析判断， 并负责向调度汇报运行情况。 负责所属各无人值班 站设备运行情况的现场巡视，其中包括正常巡视、夜巡、特巡及设备测温等，这 些巡视检查是定期的、间断的。2）监控中心、维操队均应服从各级调度的命令， 操作队在操作前后均应向监 控中心汇报。3）正常的计划操作， 由各级调度提前将操作任务下

43、到监控中心， 由监控中心 负责通知操作队准备操作票，操作队到达相应变电站后直接向调度要令申请操 作。4）操作队人员在站内进行操作或巡视当中， 发现设备危急缺陷或事故时， 应 立即向调度汇报，并按照调度命令进行处理， 事后应将处理情况向监控中心汇报。5）无人值班班出现异常时， 由监控中心通知相关人员做现场检查， 不能只按 画面信号判断故障性质。 查清故障范围和现场设备情况后， 向调度汇报， 并按调 度命令，进行故障处理。6）因处理故障的需要和为缩短故障处理的时间， 现场的运行人员可以直接与 调度联系，汇报故障现象， 接受调度处理故障的命令， 但须先与监控中心取得了 联系，使远方和就地做好配合。7

44、）远动装置发生故障， 无论是远动装置本身的问题， 还是通道问题， 都将使 监控中心失去对无人值班站的正常监视。 在这种情况下， 监控中心应立即派人增 加巡视次数和巡视时间， 并向有关调度反映。 此时，无人值班站的设备运行情况 由现场的巡视人员负责监视，并负责向调度汇报。如果故障长时间不能恢复时， 则必须恢复有人值班， 不能依靠增加巡视次数和巡视时间做为对无人值班站设备 的正常监视。8）远动装置的故障要列为危急缺陷进行处理。（2）无人值班站操作的特殊要求1）给无人值班站下达的操作命令均应使用三重名称，即 : 站名、线路名称、 设备编号，无人值班站操作人员须在执行操作的变电站内接受正式的操作命令。

45、一个监控中心可能控制多个无人值班站，调度下达操作命令时，可能同时下 达几个无人值班站的操作命令， 当有几个无人值班站同时操作时， 操作队运行人 员可能分为多组进行操作， 相互间没有联系， 特别是在电源上有联络关系的变电 站，其线路号、双重号都是相同的，此时的操作就有一个先后顺序问题，一旦疏 忽，很容易误下令。 所以必须将站名和操作命令的内容， 一对一的下达至无人值 班的变电站。2）对于计划性操作调度值班员应将无人值班站之间的操作顺序和操作任务 提前一天通知监控中心， 提前下达预备命令， 并将操作时间通知监控中心， 让操 作人员提前做好操作准备。l 无人值班站的倒闸操作区别于有人值班站之一就是路

46、途问题，也就是说， 无人值班站的操作时间是操作过程加上路途时间。 根据以往的倒闸操作经验， 如 果调度只按照运行方式和时间顺序下令，操作人员往往在站与站之间多次往返， 这样，既使人员疲惫，也延长了操作时间。考虑到无人值班站的特殊性，应将操 作顺序合理调整并提前一段时间告知操作人员， 那么操作人员在事先了解操作顺 序和操作任务的情况下，人员提前到达现场，就可以解决这个问题。2 操作人员所负责的操作范围是若干个无人值班站， 而各个站的结线和设备 各不相同，同时，每个操作人员对设备的熟悉程度也有所不同。如果能做到“提 前填写操作票，做好操作准备”，使操作人员有一个思考的时间，这无疑对于保 证安全，防

47、止误操作是有益的。3）当某条配电线路全部停电检修时，在监控中心遥控拉开断路器后，调度 可通知线路工作负责人， 确认无电后， 拉开该线路上的出口隔离开关并在线路侧 做安全措施。恢复时与此顺序相反。 为防止误操作， 应在调度与工作人员间制订 相应的操作联系制度。在故障情况下，可以减少故障线路停电和恢复时的操作时间，有效缩短故障 处理时间， 定会产生很好的经济效益与社会效益。 关键是， 调度与检修部门间必 须进一步完善现有的联系制度， 必须严格执行 “安规” 中制定的技术措施和组织 措施。4）无人值班站进行遥控操作时需按照现场运行规程的规定， 同时考虑保护和 自动装置的相应操作。1 有些综合自动化的

48、自投装置，在一次运行方式改变后 （ 不符合自投条件 时） ，会自动识别退出，但当一次运行方式恢复以后 （ 符合自投条件时 ）需要做相 应的操作来确认， 才能投人， 而这种确认操作现阶段必须由就地完成。 如果遥控 只做一次运行方式的改变和恢复， 末考虑相关的操作， 那样， 自动装置将自动退 出而失去作用。2 常规保护的自投装置也有此类间题。 例如: 改变一次运行方式 （不符合自投 条件） 的操作，由于某种原因是在就地完成，根据规程规定，现场应将相关压板 退出，而当恢复一次运行方式 （符合自投条件 ）操作时，是由遥控完成， 同时遥控 操作也末考虑相关保护和自动装置的配合操作， 这样也会造成备自投或

49、自动装置 退出运行的后果。11、新投运设备的启动操作 新增电气设备的启动投运一般包括发电机组、变压器、输电线路等。这些 设备在投入运行之前必须按有关规定由产权单位向所属调度部门的有关专业办 理申请手续。与调度运行密切相关的是有关新投运设备的操作步骤和操作要求， 调度员在接到新投运调和所届单位关于某某设备具备启动条件的申请报告后一 一般要进行以下工作和操作。（1）与现场核对投投运设备的状态及其它有关设备的运行方式。 在接到设备可以启动的报告后，调度员要严格按照新设备启动方案批准书， 认真与有关发电厂， 变电站进行一次设备运行方式及其状态的核对工作， 必须保 证所有接地刀闸或接地线的全部拆除。同时

50、还要与现场进行继电保护定值的核 对。在核对中若有与批准书不一致的方式或数值要根据现场和电网要求， 进行及 时更改，必要的要请有关专责技术人员进行修改与认定。 该工作的正确完成是保 证新设备投运顺利进行的关健。（2）新设备启动调度指挥操作的具体内容 新投运设备的启动调度员要迸行一系列的倒闸操作，一般分为两大类: 一次设备的定相和核相，二次设备的测向量。1）定相 输电线路定相的实质就是测量线路一侧的端子与另一侧的端于属于同一根 导线。这是因为输电线路在由基建施工单位放线时， 有可能出现两端导线不对应 的情况，特别是那些长距离的线路， 要在一定距离时进行换相， 这就更容易引起 一根导线两端了不对应，

51、 为了避免这现象的出现， 在输电线路投运行之前必须进 行定相，变压器在安装，大修后投人或易地安装，变动过内外接线或接线组别， 电源线路或电缆变动， 走向变换时， 也可能弓起相序的紊乱， 所以在投人运行之 前也必须进行定相工作， 无论输电线路还是变压器。 定相常由现场试验人员或运 行人员进行，常用的方法是电压表法和目测法。电压表法是线路由一侧三相充电后，在另一侧测量与其并列运行的线路，或 正常运行的其它部分的三个相电压差， 这样就可以找出它们之间的相位关系， 对 于趋势测量或经二次线圈中性点接地的电压互感器测量时， 找出三对端子中电压 差最小而其数值又彼此大约相等的每对端于，那么该对端了即为同一

52、相。目测法是由一侧分别单相充电，另一侧有电压的端子即为同一相。2）核相 核相就是核对两个电源，两条线路，两个变压器及其相互间的相序、相位是 否一致，以确保并列、合环操作的正确可靠。核相的方法较多，常用的为相序表法即 : 线路充电后，交流相序表有 A、B、C 端子接于电压互感器的对应端于上， 观察相序表的旋转方向与表上所标出旋转方 向是否一致来判断相序。在定相时应注意的几个问题1 用于定相的电压互感器，其二次接线方式与运行系统的电压互感器应一 致，即找基准，否则，即使变压器接线组别相同，也会因定相电压互感器接地方 式不同，造成参考点的电位不同而出现等于相电压的电压差。2 变压器定相时，一般来说哪

53、一侧电压均可，如条件允许，最好作降压方 式进行， 这样对定相安全有利， 如以升压方式定相。 最好在该变压器中性点接地 的高压侧分别进行，因系统中性点接地运行不会发生并联铁磁谐振。3 三绕组变压器定相应分两次进行，例如，先将高低压绕组送电定相，无 问题后拉开，再把中、低压绕相送电定相。4 由单相变压器组成的三相主变，其备用相投入，也应进行定相3）测向量新投运设备除进行必需的一次系统定相外， 还要对二次系绕进行测试即测向 量。其目的是检查二次回路的极性，及其误差值。调度进行一次设备操作，使其 合环带负荷，为二次测试捉供必要的电流，4）新设备投运操作中调度应注意的几个问题1 必须严格认真与现场核对系

54、统一次设备的运行方式， 特别要注意施工单 位装设临时接地线或接地刀闸的拆除，所有待投运设备均处于冷备用状态。2 新设备继电保护、定值均己按电网要求调试完毕，调度与现场人员认真 核对无误，并令现场将所有保护投入运行。3 采用单相充电进行新设备定相，在充电之前应将充电开关的非全相保护 退出。4 变压器大修或新投入时要进行冲击试验，一般大修后全电压冲击 3次，新 投运全电压冲击 5次，而且每次间隔 5分钟。其目的是检查变压器内部是否存在缺 陷，检查变压器差动保护是否会发生误动作， 考核变压器的机械强度能否承受励 磁涌流产生的电动力的作用。12、发电机向空载线路零起加压操作（1）与发电厂直接连接的输电

55、线路在以下情况下进行发电机零起加压操作：1）较长线路由于电容较大，若以全电压送电，则收端电压过高不能进行并 列操作或带负荷；2）线路事故跳闸及检修后送电检查线路是否存在故障，防止全电压加到故 障线路上冲击系统引起系统稳定破坏。（2）交流线路零起升压的一般规定1）加压的发电机应有足够的容量， 以免发生自励磁现象， 必要时应考虑适 当降低升压变压器的变比，可适当降低加压发电机的转速来控制电压。2）作零起升压发电机的强行励磁， 自动励磁调整器， 复式励磁等装置均应 停用。被升压的设备应具有完备的保护。3）对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。4）进行加压时，应先将母线差动保护及线路重合

56、闸、联切装置停用5）加压时，三相电压平衡，三相电流平衡，且随励磁电流增加而增加，即 应逐渐提高电压至规定值。（3）发电机向空载线路零起加压操作的步骤： 1）将发电机和线路的继电保护全部投入。发电机的自动励磁调整装置，强 行励磁和线路重合闸停用。2）将中性点直接接地系统发电机的升压变压器中性点接地；3）将发电机的励磁调整电阻调至最大；4）在加压发电机准备好之后，先合线路开关，利用母线电压互感器检查线 路确无电压后，合发电机变压器组开关及自动灭磁开关，进行加压；5）逐渐加大励磁电流， 提升电压，监视电流、电压的变化。 如果三相电流、 电压平衡， 并且随着励磁电流的增加三相电压、 电流一齐增加时可逐

57、渐提高电压 达到额定数值。 如励磁电流增加时只是三相电流增加而电压不升高， 则说明线路 有三相短路故障。 如果各相电流电压不平衡， 说明线路有不对称短路或接地， 应 立即停止加压。6）加压良好停电时，先将电压调至最低，然后拉开线路开关，最后拉开发 电机变压器组开关。7）加压良好与系统并列后发电机开始带负荷时，必须保持励磁电流与发电 机出力的相应增长，防止因发电机内部电势过低与系统失步。13、其他操作（ 1）停用电压互感器时， 应考虑对继电保护、 安全自动装置和计量表计的影 响，并采取相应的措施。（ 2）新投电容器时冲击 3 次。八、防止误操作措施1、严格审查工作票工作票是调度员进行电网倒闸操作命令票填写的依据， 工作票的正确性以及 调度员对工作票理解的准确性是确保调度命令无误的关键。 调度员在接到工作票 后首先审查工作票停电时间，工作时间，停电范围，工作内容，工作单位，停送 电联系人等项内容， 并根据工作内容查看停电范围能否满足工作安全。 然后查看 所有工作票有无相关联的工作或操作，如果有相关